1去冬今春“氣荒”特點

 

2017年供暖季我國多地區出現臨時性、局域性供需緊張，個別地區供需缺口波及居民生活用氣，媒體稱謂“氣荒”現象。經國家部委、資源方、貿易方及終端用戶共同協作，攻克了“氣荒”難關。此次供需緊張較以往供暖季供需形勢具有以下特點：一是爆發時間提前，漲價速度快且非理性定價；二是波及范圍更廣，京津冀、山東、河南、寧夏、內蒙古、貴州、湖北、湖南出現供應短缺，甚至新疆、四川、陜西等產氣大省也出現“氣不夠用”現象；三是此次“氣荒”成因復雜，是供需矛盾的集中爆發，上至能源政策統籌協調，下至消費結構調峰優化，同時儲運調配設施硬件滯后，各環節都存在理不順的癥結，此次“氣荒”是所有矛盾在供暖季的集中爆發。

 

2017年市場價格顯示，受“煤改氣”及經濟工業回暖推動，10–11月中旬市場價格已達到終端承受高限（5000~5500元/噸）；11月下旬至12月中旬中亞管道氣出現多頻次、突發性減壓，市場價格短期飆升至10000元/噸；12月下旬中國石油與中國海油開展資源聯合置換、中亞恢復供氣、煤改氣管控調整等因素的綜合作用，天然氣終端市場價格大幅回落。2013–2017年華東LNG市場價格走勢見圖1。

 

 

2“氣荒”成因

 

回顧此次“氣荒”過程及引爆事件，主要成因，一是能源及環境政策推動需求激增；二是產業價格機制沒有理順，增產增供積極性低于需求增長；三是中亞管道氣供應臨時減供；四是儲配基礎設施能力不足，資源調配機制不健全。

 

2.1政策推動需求增長

 

《天然氣發展“十三五”規劃》《加快推進天然氣利用的意見》等政策提出了一系列天然氣發展目標，明確提出把天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一，天然氣能源消費結構占比2020年增至10%，2030年達到15%。

 

自2015年以來，由于國際能源價格持續下行，加之國內經濟進入發展“新常態”，國內天然氣供應相對過剩，各主體企業加大市場開拓力度，培育終端用氣市場，全國居民氣化率不斷升高，居民用氣需求的擴大也奠定了規模化的需求基數。

 

2017年是落實《大氣污染防治行動計劃》的收官之年，為全力做好秋冬季大氣污染綜合治理，8月《京津冀及周邊地區2017–2018年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》出臺，要求“2＋26”城市實際完成319萬戶居民“煤改氣”，供暖季天然氣需求新增約50億方，日均增量0.42億方（按120天測算）；同時受全國經濟轉好工業復蘇帶動，工業需求同步日均上漲0.9億方，全國日均總需求達8億方（同期增長20%）。由此可見，2017年天然氣需求側的增長是全方位的，工業、居民等行業全面增加，“煤改氣”工程更助推了需求側的激增。

 

2.2價格機制有待優化

 

我國自產氣自20世紀末得到快速發展，2006年我國建成投產首個LNG接收站（深圳大鵬），2010年我國進口管道氣項目建成投產（中亞線），至此我國天然氣供應形成三大主流模式，其對應的采購成本和市場定價機制也不盡相同。

 

2.2.1采購成本升高

 

我國天然氣采購成本主要有兩種模式，自產氣成本主要由勘探開發投資決定，進口管道氣及進口LNG主要采用油價聯動OPE模式。隨著我國常規氣田的開采利用，現有氣田開采成本逐步攀高，且非常規氣田受技術限制，短期內難以大規模增產增供。我國進口管道氣價格與JCC、WTI價格高度正相關（相關系數分別為0.87、0.80），進口LNG價格與JCC、WTI也呈現正相關（相關系數分別為0.51、0.36）。由于我國尚未建立有效的區域定價機制，長期參照能源進口依賴度高的日本JCC開展定價談判，導致議價能力有限形成“亞洲溢價”。綜上可知，我國天然氣三大供應主流模式的采購成本均呈現逐步攀高、居高不下的現狀。

 

2.2.2市場價格管控

 

隨著我國天然氣價格改革的逐步完善，國家有序放開了多種氣源價格。2013年國家實現頁巖氣、煤層氣、煤制氣購銷價格市場化，2014年國家實現進口LNG購銷價格市場化，2015年國家實現大型工業直供企業（除化肥用戶）購銷價格市場化，2016年國家明確儲氣設施相關價格和化肥直供用戶價格市場化，2017年國家實現交易中心價格市場化。通過“小步快走”的漸進式改革，國內天然氣價格市場化程度顯著提高。由于國內自產氣（資源量占比61.5%）及進口管道氣（資源量占比17.5%）均采用市場凈回值的基準價門站管理模式，更注重引入市場調控手段，實現培育市場。

 

2015年油價出現大幅度下行，實行能源掛鉤定價的天然氣市場價格也大幅走低。進口LNG（資源量占比21%）作為唯一允許實現成本加成順價的模式，在該環境下也只能采用隨行就市的定價模式，市場價格與采購成本也存在嚴重倒掛的現象。

 

2.2.3供需價格矛盾

 

綜上所述，我們可以清晰的看到對于國內自產氣，其成本主要受勘探開發決定，市場價格主要由政府管控，在油氣價格下行的大背景下，國內氣田大規模的開發投資無法從市場銷售環節獲得平衡，嚴重影響了常規氣田的開發積極性，阻礙了非常規氣田的技術革新。對于進口管道氣，其成本主要受國際油價及JCC價格影響，長期存在購銷價格倒掛，進口渠道相對單一（中亞、中緬），企業進口渠道擴建積極性不高的現象。對于進口LNG，其采購成本變化較快，且國內接收站布局相對集中，資源供應競爭激烈，華南地區液體銷售價格長期偏低，LNG購銷也存在價格倒掛，影響企業LNG接收站擴建積極性。因此，三大主流模式均存在不同程度的供需價格矛盾，企業新增供氣項目的積極性普遍不高。

 

此外，自2010年以來國家以堅持“保民生”作為天然氣門站價格管理的基本原則，與國際天然氣發達市場不同，國內居民用氣價格長期維持低價，居民消費用氣占全國總氣量20%，這也加深了資源價格倒掛的程度。去冬今春，部分城燃企業甚至違背國家要求，以居民用氣需求倒賣工業終端套利，導致局部地區居民需求斷供，嚴重影響民生水平。

 

2018年5月國家發改委就此問題，發布《關于理順居民用氣門站價格的通知》，要求“將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準門站價格水平”。

 

2.3中亞管道臨時減供

 

去冬今春，工業生產回暖及“煤改氣”工程已將供需推向供需平衡上限，11–12月中亞管道氣臨時減供直接引爆了供需失衡的集中矛盾。

 

11月土庫曼斯坦管道氣供應企業康采恩違約，發生多次臨時性、突發性減供，并經中方多次溝通均未實現穩定供應。土庫曼斯坦一直是我國最大的天然氣進口國（年進口量1932.2萬噸，占總進口量84.6%），其對華氣源主要包括康采恩氣田和中國石油阿姆河氣田兩部分。

 

2.4基礎設施能力不足

 

2017年全國天然氣消費量2390億方，其中國產天然氣1487億方，進口天然氣920億方（氣態430億方，LNG3800萬噸），對外依存度已攀升至40%，預計2020年全國天然氣消費量將達3600億方，對外依存度將升至45%。此外，我國天然氣消費常年呈“U”字特征，歷年12月為全年最大消費月，不均勻系數達到1.25。與我國天然氣消費發展速度相比，儲氣調峰設施、LNG接收站建設、管道連通進度嚴重滯后。

 

在儲氣設備方面，目前我國投產儲氣庫僅25座，調峰工作氣量77億方，調峰能力僅為全年消費量3.4%，遠低于12%~15%的世界平均水平，并且儲氣庫建設達容期較長，短期項目需3~5年，長期項目可達10年。

 

在LNG接收站建設方面，截至目前，國內共建成18座LNG接收站，總接收規模6050萬噸/年，且大多數接收站在供暖季已實現滿負荷運轉，接收擴容能力有限。按照2017年進口LNG消耗量占全國天然氣消耗占比22%測算，預計2030年全國進口LNG或達到8600萬噸，LNG接收站基礎規模仍待擴大。2017年全國接收站周轉效率見圖2。

 

在管道互聯互通方面，國家長輸油氣企業中國石油與中國石化僅實現河北安平、陜西榆林、湖北姜家灣管道連通，個別省管網企業仍維持統購統銷模式，公平開放連通調配能力有限，進一步凸顯了局部地區的供需緊張。

 

3“氣荒”影響

 

3.1產業鏈發展影響

 

此次“氣荒”對下游工業、交通產業的生產成本及能力造成了嚴重影響，一定程度了影響了我國天然氣產業發展的積極性。全國多地工業企業用氣量價不穩，生產成本大幅走高，突破承受極限，且由于無法保證穩定供氣，嚴重影響產品質量，面對天然氣量價雙重壓力，多數工業用戶選擇提前停產放假。

 

隨著LNG價格過山車式漲跌（2017年8月零售價3.2元/kg，11月暴漲至8.2元/kg，12月漲至11元/kg，最高峰值一度突破12元/kg），LNG價格與柴油價格比超過1.2∶1，車用市場嚴重萎縮（按等熱值能量換算，當LNG公斤零售價小于70%的柴油升體積零售價時，LNG相對柴油才具有經濟優勢）。同時由于燃料價格瘋漲，但普通貨物物流運費并未上漲，導致LNG重卡虧損嚴重，幾乎全國范圍的LNG重卡在12月全部停運。

 

3.2政策引導調整

 

為緩解供需失衡對產業鏈造成沖擊，國家發改委、環保部等部門多次出臺政策措施，以期盡快緩解供需矛盾。

 

2017年12月4日，國家發改委出面，要求各省區市價格主管部門召開LNG價格提醒告誡會。市場短期內價格出現小幅下調，但效果維持時間短、降價幅度有限。

 

12月4日，國家環保部向“2＋26”城市下發《關于請做好散煤綜合治理確保群眾溫暖過冬工作的函》，提出供暖季沒有完工的項目，繼續沿用燃煤取暖方式或其他替代方式，該政策的出臺有效減緩了天然氣需求的增速。

 

3.3促進管道連通調配

 

2017年12月國家發改委、國家能源局及廣東省發改委積極協調，促成中國石油、中國海油實現全國聯合保供，開展大規模、持續性的“南氣北供”調峰措施。本次資源置換的路線是，通過西二線廣州—深圳支干線，將中國海油的氣量輸送至珠三角、深圳、香港市場，同時補充中國石油華北保供氣量，為中國石油加大天然氣調運創造條件。該置換模式，可簡單理解為中國石油購買中國海油的氣供給中國石油的下游用戶，雙方置換成交價格執行2.81元/方，定價主要參照2017年中國海油進口LNG成本確定。

 

2017年12月5日，中國海油200萬方資源進入廣東省網，首次實現中國石油資源市場置換，廣東用氣需求逐步由中國海油保供，中國石油改為保供華北；12月6–7日，雙方日均置換350萬方；12月8–9日，雙方日均置換425萬方；12月16–17日，雙方日均置換800萬方（含廣東省管網反輸中國石油華北保供300萬方/日，反輸廣東市場500萬方/日）。受中國石油、中國海油全國聯手保供機制激勵，自2017年12月中下旬起至2018年1月底，天然氣市場回歸5500元/噸價格區間，基本持穩。

 

3.4加快產供儲銷體系建設

 

此次“氣荒”的發生讓全產業意識到了產供儲銷體系建設的重要意義，2018年8月國務院出臺《關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見》要求“加快天然氣產供儲銷體系建設，促進天然氣協調穩定發展”。從國內勘探開發角度，要全面增加勘探開發投資力度，加快已探明資源動用進度，力爭2020年底前實現國內天然氣產量達到2000億方；在國外進口供應角度，加快推進多氣源地、多渠道、多模式的供應體系建設，堅持長約、現貨兩手抓，加快推進國際多邊雙邊合作；在儲備設施建設方面，加快構建以地下儲氣庫和沿海LNG接收站為主、重點地區內陸集約LNG儲罐為輔、管網互聯互通為支撐的多層次儲氣系統，落實儲氣責任主體，完善評估懲戒機制；在基礎設施建設及連通方面，明確中貴線增輸、陜京四線增輸、廣西管道與中緬連通、迭福接收站與西二線連通等11項重點工程，加快推動環渤海地區LNG儲運體系實施方案落地；在需求側管理方面，建立健全分級調峰用戶制度，鼓勵用戶自主選擇資源方、供氣路徑，大力發展區域及用戶多氣源供應，通過季節性差價等市場化手段，積極引導用戶主動參與調峰，充分發揮終端用戶調峰能力。

 

4今冬明春“氣荒”供需形勢及優化建議

 

4.1需求預測

 

2018年上半年我國經濟穩中向好，受大氣污染防治、環保督查等因素影響，上半年能源消費略有波動，但整體延續了2017年快速增長的態勢，電力消費同比增長9.4%，天然氣消費同比增長17.7%，其中城市燃氣、工業燃料、燃氣發電用氣均同比上漲17%~21%。我們對比分析了2016–2018年天然氣月度消費數據（見表2），并選用兩種方法對2018年12月天然氣消費情況進行了預測，預判月度消費量將達到330億方/月。

 

方法一：由于2018年經濟增長及能源消費維持2017年恢復態勢，選用2017年11月天然氣消費增量，推斷2018年12月月度消費量將實現1.5億方/日增量（由于2017年12月中亞斷供，未選用12月同比增幅），達到10.5億方/日，即月均消費330億方/月。

 

方法二：分析了2018年1–5月天然氣消費增長情況，同比平均實現1.14億方/日增長，增幅17.7%，由此推測2018年12月月度消費量將達10.53億方/日，即月均消費330億方/月。

 

4.2供應預測

 

目前我國天然氣供應結構相對固定，其中國產天然氣占比60%，進口管道氣占比18%，進口LNG占比22%。國產氣方面，中國常規氣田存在老化現象，非常規氣開采能力不足，預計總供應量136億方/月；進口管道氣方面，2018年僅新增中國石油與哈薩克斯坦年合同量50億方，預計總供應量40億方/月（中亞400億方/年、中緬40億方/年）；進口LNG方面，預計冬季最大負荷77億方/月，全國冬季月度供應能力253億方。

 

4.3整體市場預測

 

根據下半年市場需求及供應能力分析，2018年全國冬季月度供需缺口高達80億方，供暖季整體缺口或超160億方，考慮國家儲氣及管道互聯的調峰能力有限（有效儲氣調峰氣量77億方），也難以彌補全部缺口。預計2018年供暖季天然氣供需仍將處于緊平衡狀態，保供難點依然在2018年11至2019年2月期間。受京津冀、長三角、汾渭平原“煤改氣”影響，結合全國工業生產逐步復蘇，天然氣需求基數可能出現階梯上漲，預計京津冀、華北、華東、中西部、中南部地區將出現臨時性供應緊張。

 

4.4優化建議

 

鑒于我國一定時期內難以完全化解天然氣市場的供需匹配問題，我們以理順產業各環節銜接共同發展為目的，提出了產供儲銷等優化思路。

 

首先，大力加快天然氣全產業鏈的改革進度，盡快實現市場配置資源，提高產業市場化調配能力，并在此基礎上形成中國的天然氣價格交易指數，爭取國際市場定價權，避免人為預判失誤帶來的市場風險。

 

其次，在上游供應環節，國內常規氣田應提前做好排產及運行維護，非常規氣田力爭產能技術突破，實現增量穩產并加大氣田勘探及應用研究力度；管道氣進口企業應落實資源進口執行情況及敦促合同雙方嚴格執行條款，積極探索國外資源多樣化，加快新資源合同談判進度；LNG進口企業應提高接收站周轉效率，提升槽車外輸能力，規劃現有接收站罐存擴建及外輸能力擴建。

 

在下游消費環節，國家應堅持優先保障民生及公共服務用氣，有序推進煤改氣等天然氣利用工程。煤改氣工程要堅持“以氣定改”和“宜電則電、宜氣則氣、宜煤則煤、宜熱則熱（宜油則油）”的原則；工業終端要建立可中斷的調峰用氣機制，做好雙能源供應準備；燃氣發電項目應以調峰電廠建設為主，控制熱電聯產項目審批進度，降低涉及民生的保供需求。

 

在基礎設施方面，運行管網應實現互聯互通，并向第三方公平開放，提高全國調控能力，同時引入社會資本加速管網建設，加快天然氣儲氣調峰設施建設，非供暖季開展資源儲備。此外，物流企業需做好槽車外運設施的儲備及運營管理。

 

在價格政策方面，加快梳理價格管理機制，建立上下游價格聯動制度，理順居民非居民價格差異，避免倒賣套利，加強天然氣供需監測，利用價格調控杠桿，控制下游市場增速；研究推行季節性氣價、峰谷氣價、可中斷氣價，緩解冬夏消費差異，鼓勵發展天然氣線上交易平臺，減少中間環節，實現上下游直接交易。

 

5結語

 

由于我國天然氣供需尚未演化為高級競爭型市場，受國際能源供需及國內經濟增長的影響較大，極易發生國內天然氣供需失衡。結合2017年我國供暖季局部地區“氣荒”現象，對去冬今春“氣荒”的特點、成因及影響進行了回溯，理清了供需失衡的起因及對產業發展造成的影響，并結合2018年上半年全國經濟及能源消費趨勢，對今冬明春我國天然氣供需形勢進行了預判，同時提出了產供儲銷體系建設的優化建議，以期避免“氣荒”再次發生，提供我國天然氣產業優化調整思路。